معرفی از سرد کردن گاز طبیعی در فشار اتمسفر تا دماي (ºC) 162- گاز طبیعی مایع یا الانجی (LNG) [1] حاصل میشود. LNG عمدتا شامل متان است و درصد کمی اتان و...
۱۸ فروردین
۱۵ آذر
معرفی
از سرد کردن گاز طبیعی در فشار اتمسفر تا دماي (ºC) 162- گاز طبیعی مایع یا الانجی (LNG) [۱] حاصل میشود. LNG عمدتا شامل متان است و درصد کمی اتان و پروپان و سایر هیدروکربونهاي سنگینتر را نیز شامل میشود. سایر ترکیبات و ناخالصیهای گاز طبیعی مانند اکسیژن، آب، نیتروژن، گازکربنیک و ترکیبات گوگردي طی فرآیند سرد کردن از گاز طبیعی جدا شده و گاز طبیعی در حالت مایع به دست میآید. البته LNG تا حد ۱۰۰ درصد متان خالص نیز قابلدستیابی است.
حجم LNG، معادل ۱/۶۰۰ حجم گاز طبیعی و دانسیته آن بین ۰.۴۳ تا ۰.۴۸ گرم بر سانتیمتر مکعب است. این ماده، مایعی بیبو، بیرنگ و غیر سمی است و نسبت به فلزات یا سایر مواد حالت خورندگی ندارد.
دانسیته انرژی بالاتر نسبت به سوختهای گازی، مسافت پیمایش بیشتر، وزن کمتر مخازن ذخیره، سرعت سوختگیر بالا و ایمن بودن، LNG را جهت استفاده به عنوان سوخت مناسب میسازد. انواع کاربردهای نهایی LNG در شکل زیر ارائه گردیده است.
بازار بین الملل
درمجموع ۱۹.۹ میلیون تن در سال به ظرفیت مایعسازی گاز طبیعی در سال ۲۰۲۲ اضافه شده و ظرفیت مایعسازی جهانی را تا پایان سال ۲۰۲۲ به ۴۷۸.۴ میلیون تن افزایش داده است.
متوسط نرخ بهرهبرداری جهانی در سال ۲۰۲۱ برابر ۸۰.۴ درصد بود که در سال ۲۰۲۲ مقدار آن به ۸۹ درصد رسید. شکل زیر رشد ظرفیت جهانی مایعسازی گاز طبیعی را بر اساس منطقه از سال ۱۹۹۰ تا سال ۲۰۲۲ و پیشبینی آن تا سال ۲۰۲۸ نشان میدهد. پنج کشور بزرگ صادرکننده LNG در جهان در سال ۲۰۲۲ کشورهای استرالیا، ایالات متحده، قطر، روسیه و مالزی بودند. همچنین پنج واردکننده بزرگ LNG جهان در سال ۲۰۲۲ کشورهای ژاپن، چین، کره جنوبی، فرانسه و اسپانیا بودند.
مراحل تولید LNG
واحدهای تولید LNG به دو دسته اصلی بزرگ مقیاس با ظرفیت بیشتر از ۱.۵ میلیون تن در سال و کوچک مقیاس با ظرفیت کمتر از ۱.۵ میلیون تن در سال تقسیم بندی میشوند. مراحل اصلی زنجیره تولید و انتقال LNG جهت صادرات که برای مقیاسهای بزرگ متداول است شامل مایعسازی (Liquefaction)، ذخیرهسازی (Storage)، حمل با کشتی (Shipping) و گازیسازی مجدد (Regasification) میباشد که برای LNG در مقیاس کوچک (Small-Scale LNG) یا مینی الانجی (mini LNG) این مراحل عمدتا تنها شامل مایعسازی، ذخیرهسازی و گازیسازی مجدد میباشد.
گاز طبیعی خام پس از تصفیه و پالایش در واحدهای شیرینسازی، نمزدایی و جیوهزدایی، بهعنوان خوراک به واحد تولید گاز طبیعی مایع ارسال میشود. ناخالصیهای موجود در گاز طبیعی (شامل نیتروژن، جیوه، رطوبت، گازهای اسیدی و هیدروکربنهای سنگین) باید پیش از مایعسازی گاز جداسازی شود تا مشکلات عملیاتی به وجود نیاید. در شکل زیر شماتیک ساده یک پلنت LNG از مرحله دریافت گاز طبیعی تا ارسال به بخش مایعسازی ارائه گردیده است.
مایعسازی
فرآیند مایعسازی گاز طبیعی جزء کلیدی در واحدهای LNG از نظر هزینه، پیچیدگی و اهمیت عملیاتی است. در فرایند مایعسازی از یک یا چند مبرد در یک فرآیند سیکلی استفاده میشود و گاز طبیعی در اثر تبادل حرارتی با مبرد به مایع تبدیل میشود. در این مرحله ابتدا گاز تحتفشار زیاد مایع میشود و سپس بهاندازهای سرد میشود که در فشار اتمسفر هم بهصورت مایع باقی بماند. فرایند مایعسازی بسیار گرانقیمت است اما چهار دهه توسعه و پیشرفت در فناوری باعث شده هزینه مایعسازی کاهش یابد.
به لحاظ سرماسازی فرآیندهای مایعسازی گاز طبیعی را میتوان به سه دسته اصلی فرآیند مایعسازی آبشاری (Cascade)، چرخه مایعسازی مبرد چند جزئی (MR) [۲] و چرخه مایعسازی اکسپاندری (Expander) طبقهبندی نمود؛ تفاوت عمده این روشها در نوع سیال سردکننده یا مبرد، نوع مبدلهای حرارتی مورد استفاده و تجهیزات مربوط به آن و نیز تعداد کمپرسورها و توان مورد نیاز آنهاست.
اسامی برخی از اصلیترین شرکتهای توسعهدهنده فناوری LNG در جهان در شکل زیر قابل ملاحظه است.
ذخیرهسازی
دو نوع اصلی مخازن ذخیرهLNG وجود دارد: مخازن استوانهای عمودی با کف صاف (Flat Bottom Tank) و مخازن گلولهای شکل (Bullet Tanks) که در شکل زیر قابل ملاحظه میباشند.
بهعنوان یک قاعده کلی، معیار اصلی انتخاب، حجمLNG ذخیره شده است. برای حجمهای بزرگتر LNG (بالای ۱۵ هزار مترمکعب)، مخازن استوانهای عمودی راهحل بهینه هستند که عمدتاً به دلیل هزینه کمتر در هر مترمکعب LNG و نیاز به فضای کمتر است.
برای حجمهای کوچک (تا ۱۲۰۰ متر مکعب)، مخازن گلولهای شکل به چند دلیل بهترین گزینه هستند: زمان تحویل کوتاه، قابل ساخت در کارگاه، سیستم فونداسیون سادهتر و ارزانتر، مناسبتر برای مناطق لرزهخیز، تولید کمتر boil-off gas حاصل از ورود گرما و فراهم کردن امکان ساخت مدولار و متوالی.
مخازن کروی (Spherical Tanks) نیز نوع دیگری از مخازن ذخیرهسازی LNG هستند که با ظرفیت ذخیرهسازی ۸ تا ۱۰ هزار متر مکعب در دسترس هستند و عمدتا جهت انتقال LNG با کشتی مورد استفاده قرار میگیرند.
گازیسازی مجدد
تبدیل مجدد به گاز آخرین مرحله در چرخه LNG است. در این مرحله، محصول مایع به حالت گازی تبدیل شده و به شبکه خط لوله گاز پمپ میشود. هزینههای این بخش به طرز قابلتوجهی پایینتر از مراحل مایعسازی است.
تبدیل مجدد به گاز شامل گرم کردن LNG تا دمای بالاتر از صفر درجه سانتیگراد است. این فرآیند در فشار حدود ۱۰۰-۶۰ بار انجام میشود. گرمایش در تبخیرکنندهها صورت میگیرد که انواع مختلف دارند و از آب دریا، هوا، احتراق سوخت و یا سیالاتی مثل گلیکول، آب، پروپان و غیره جهت تبدیل مایع به گاز استفاده میکنند.
در خروجی ایستگاه گازیسازی مجدد LNG، گاز متان تصفیه و فرآوری میشود تا استانداردهای لازم را برآورده کند؛ همچنین فشار آن تا مقدار مورد نیاز کاهش مییابد. فرآوری میتواند شامل تغییر ارزش حرارتی محصول با افزودن نیتروژن، بوتان یا با مخلوط کردن با گازهای دیگر باشد. یک مرحله مهم پس از تبدیل مجدد به گاز، اضافه کردن یک odorant به گاز برای اطمینان از حملونقل ایمن گاز است. در شکل زیر نام چهار تبخیرکننده متداول در گازیسازی مجدد LNG ارائه شده است.
[۱] Liquefied Natural Gas
[۲] Mixed Refrigerant
با تکمیل فرم زیر از جدیدترین اخبار و گزارشهای ما باخبر شوید.